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事故案例教材设备事故管理疏漏篇4

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事故案例教材设备事故管理疏漏篇
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事故案例教材事故案例教材设备事故管理疏漏篇设备事故管理疏漏篇 4 套管爬距不足,雨闪联变接地套管爬距不足,雨闪联变接地 【简述】【简述】2003 年 07 月 07日,某电厂在下暴雨时因联变高压套管 闪络接地,导致1 号机组掉闸事故。 【事故经过】【事故经过】2003 年 07 月 07 日 15 时 03 分,网控警报响, 5011、5012、5013、2250开关掉闸。 网控光字:联变A 柜差动保护;联变B柜差动保护;5011、5012 开关短引线动作;2211、2212 收发讯机动作,微机呼唤,220kV 和 500kV 故录器动作。 联变保护屏:A、 B柜差动灯亮。 沙昌一、 二线纵联 距离保护屏:A 相启动灯亮,接地故障灯亮,总启动灯亮,零序电 流方向(高值、低值)灯亮。 15 时 05 分,1 号机组负荷由 300MW 降至 76MW,锅炉汽压上升, 所有安全门动作,汽包水位下降至 MFT 动作;此时发电机机端电压 最高升至 21.13kV,频率升至 51.65Hz,机组转速升至 3099rpm 后又 下降至 2458.8rpm。15 时 06 分,1 号发电机过激磁保护动作,2201 开关掉闸。220kV系统四、五母线电压表、频率表指示全为零,220kV 系统四、 五母线失电。 1 号启动变及1 号、 2号机组厂用盘所有表计指 示全为零。 网控信号:220kV 失灵保护复合电压动作;母差保护复合电压 动作;2214 纵联方向装置闭锁异常;220kV 系统电压互感器失压; 2211 装置故障;2212 装置故障。 1号发电机信号:发电机返回盘“过 激磁 t1”、 “I、 II 整流柜风机故障”、 “开关掉闸”、 “发电机转子 过电压”。15时 15 分,汇报中调,联系用系统向 220kV系统母线充 电。 15时 25 分,220kV 系统母线带电。 15时28 分,1号启动变带电, 恢复 1号、2 号机组厂用电及6kV 公用段厂用电。 07 月 08 日 05 时 18 分,1 号发电机并网运行。07 月 10 日 22 时 44 分,更换备用联变工作结束,具备启动条件。07 月 11 日 21 时 58 分,联变带电,恢复运行。 【事故原因】【事故原因】 联变掉闸的原因:故障时,正下暴雨,联变 A 相高压套管雨闪, 对地放电,瞬间 500kVA 相电压降为零,零序电压 3U0 上升为相电压, 差电流为 4.14A,大于差动速断保护整定值(2.64A),造成联变差 动速断保护动作,跳2250、5012、5013 开关。 1 号机组停机的原因:故障前,联变由 220kV 侧向 500kV 侧送有 功负荷66MW。 联变掉闸后,该有功负荷全部转移到220kV系统,使机 组转速升高,当 DEH 系统接到机组超速信号后,经内部逻辑运算需 约 0.8~2 秒时间才能输出控制指令,所以,在逻辑运算的过程中, 机组转速仍在继续升高,最高升至 3099rpm,大于 DEH 系统 103%超 速保护的整定值(3090rpm),DEH 系统超速保护动作,高、中压调 节阀全部关闭;使机组转速开始下降,在转速下降的过程中,DEH 系统的超速保护又重新给指令到 100%,四个高压调节阀全部开展, 但因左、右中压调节阀前后压差大,两个阀分别开至12%(左侧)和 21%(右侧),不能再继续打开,机组只有高压缸作功,有功负荷被 限制在 76MW,不能再增加。由于 220kV 系统地区负荷水平较高(约 200MW),机组转速继续下降,最低到 2458.8rpm,220kV 系统频率 最低下降到40.98Hz,1 号发电机电压18340.2V。 因为故障时发电机定子电压 18340.2V ,对 应二次电压 101.89V,频率 40.98Hz。所以,发电机过激磁倍数 N=(U/F)/ (UN/FN)=(101.89/40.98)/(100/50)=1.243,大于反时限启动 整定值(Nop=1.1),发电机过激磁保护动作停机。 5011、5012开关短引线保护误动作的原因:在各开关 CT 二次零 线串接失灵保护零序电流继电器(型号为 DL-23C,线圈直阻约为 30Ω),由于 CT 二次回路接地点不合适,使 5011.5012 开关 CT 二 次负载相差较大,其中 5011 负载超过厂家设计的额定值(50VA)。 在外部短路时两组 CT 传变特性不一致,产生不平衡电流,流入短引 线保护电流继电器,是导致短引线保护误动作的原因。 综上分析,1号机组掉闸原因结论如下: 1. 联变A 相高压套管雨闪,是造成此次事故的直接原因。 2. 1 号机组因 DEH 系统超速调节输出控制指令滞后,使机组转 速不能随机控制,转速升高到 3099rpm,大于整定值(3090rpm), 造成 DEH 系统超速保护动作,关闭高、中压调节阀。而两个中压调节 阀全关后打不开,使机组转速下降,频率降低到 40.98Hz,导致发 电机过激磁保护动作,是造成此次事故的间接原因。 3.CT二次回路接地点位置不合适,导致 5011、 5012短引线保护 误动作,5011开关掉闸,是造成此次事故的间接原因。 4. 汽轮机转子飞升特性因为与机组甩负荷大小有关。联变掉闸 后,220kV 系统增加了 66MW 有功负荷,按其负荷计算机组转速应飞 升到 3070rpm。经查阅热控过程报警及打印曲线发现:DEH 系统接到 机组转速升高信号后,经内部逻辑运算需约 0.8~2 秒时间,才能给 高、 中压调节阀输出控制指令,不能满足随机调节特性的要求,所以, 在 DEH 系统内部逻辑运算的过程中,机组转速仍在继续升高,最高 转速至 3099rpm,不能随极控制转速,暴露出 DEH 系统调节控制指令 输出滞后问题,使机组在异常情况下极容易超速。 是造成此次事故的 间接原因。 5. 中压调节阀在高参数下突然关闭后打不开,是造成此次事故 的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 在联变高压套管瓷裙上粘贴硅橡胶伞裙,增加套管爬距,防 止雨闪。 2. 热控专业组织专业人员对 DEH 系统超速调节指令输出滞后, DEH 系统事故记录功能不完善问题进行研究分析后彻底解决。 3. 汽机专业组织专业人员对中压调节阀全关后打不开问题进行 研究分析后彻底解决。 4. 继电保护处制定整改方案,改变 CT 二次接地点位置,报调 度局审批,尽快实施,彻底解决短引线保护误动作问题。 A 相高压套管底座烧损部位图片 A 相高压套管将军帽烧损部位图片 防汛措施不力,漏雨全厂停电防汛措施不力,漏雨全厂停电 【简述】【简述】2003 年 08 月 03日,某电厂因下大雨汽机车间漏水,导 致保护误动,2台机组相继跳闸,全厂失电。 【事故经过】【事故经过】 2003 年 08 月03 日13时 40分,突降狂风暴雨。 13时 43 分,因暴雨太大,雨水从汽机房天窗侧向卷吸落到瓦振保护测点 上,导致 2 号机“1 号-4 瓦(2瓦)振动大二值”保护误动作,机组跳 闸停运。13 时 50 分,同样因大雨导致 1 号机组“1 号主变压力释 放”保护触点漏雨短路,保护误动作,4533 出线主开关跳闸,1 号 机组停运解列。 在采取相应的防范措施后启动机组。 17时20 分,2号 机组并网运行。08月 03 日 18 时53 分,1号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细 则》第 21.8 条“各企业要充分研究本单位发供电设施可能出现的汛 情和险情,备足防汛抢险物资和设备,建立台帐,专项保管”和第 21.9 条“各单位要在全面做好防汛准备工作的同时,明确本单位防 汛的重点工程,重点部位和重点环节,做到全面部署,重点突出” 的要求。 隐患未能及时发现,致使保护触点漏雨短路,2号机、 1号机 组保护相继误动作,是造成此次事故的直接原因。 2. 人员责任心不强,异常天气下未做好事故预想和防范措施。 对存在的安全隐患检查不细致,不到位。 恶劣天气下没有事故预想, 缺乏应急事件的处理措施,是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 立即开展全厂性防雨措施普查,尤其是要认真检查保护设施 及执行机构装置防雨情况,针对查出的问题,制定相应的整改措施 并尽快落实。 2. 落实 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》 相关要求,提高重点部位暴雨、雷电、持续高温等灾害性气侯的应对 能力,确保机组在恶劣天气下的安全可靠运行。 施工遗留异物,母线短路停机施工遗留异物,母线短路停机 【简述】【简述】2003 年 09 月 24日,某电厂因基建安装质量不良,造成 1 号机组 1 号高厂变低压母线三相短路,发变组差动保护动作,机组 掉闸。 【 事 故 经 过 】【 事 故 经 过 】 2003 年 09 月 24 日 , 1 号 机 组 负 荷 450MW,A、 B、 C、 D、 F 磨运行,厂用电自带,起备变备用正常。 22 时45 分,发变组差动保护动作,1 号高压厂用变压器差动保护动作, “6KV 母线接地”光字发出,发变组解列,大联锁启动联跳汽轮机、 锅炉;6KV备用电源自投成功;TOP、MSP、顶轴油泵联启正常。 检查发现 1 号发电机 1 号高压厂用变压器 B 分支共箱母线上口 垂直段(下进线),靠近 61B 开关处共箱母线三相对地短路(6KV开 关室下电缆夹层内),铜母线连接处螺丝对瓦棱板及共箱母线外壳 放电。在更换熔损螺丝,对损坏部位修复、进行相关试验合格。09月 26 日00 时 30 分,1号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 经有关专家事故后现场检查,发现短路点母线连接螺丝(12 条)有明显放电痕迹,母线无明显放电灼伤痕迹,且 C 相连接螺丝 熔化最严重。在向运行人员、事故抢修人员了解情况后,判定事故是 由于共箱母线内 6kVC 相对地(共箱母线箱体)放电拉弧引起三相弧 光短路造成的。继电保护的动作行为正确。而造成共箱母线内6kV C 相对地(共箱母线箱体)放电拉弧的原因初步判定有异物掉入箱体 引起的;根据对事故残留物检查发现有一根铝丝残体(直径 1mm 左 右,长 25mm,一端有明显烧熔痕迹,另一端齐头),在现场检查发 现在 B 段备用进线共箱母线箱体上方与瓦楞板结合部遗留有少量焊 条,故推断在 B 段工作进线共箱母线箱体上部与瓦棱板接合部可能 存有个别金属物件(如铝丝),在进行封堵时由防火腻子推进并被 腻子粘住,经过较长时间后向下弯曲,致使母线安全距离减小,造 成母线排连接螺丝对箱体和瓦棱板放电,相间短路(机组投产后因 没有停机检查、 检修机会,共箱母线带电运行,致使此安全隐患较长 时间没有被发现),是造成此次事故的直接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 对1 号机组 A、C、D 三段共箱母线和启动备用变压器低压侧4 段共箱母线进行全面检查,发现问题及时处理。 2. 严格施工过程中的验收和签证,尤其对电气隐蔽工程的验收 不能存有丝毫侥幸心理,坚决不能放过任何死角和安全隐患,确保 施工质量。 3. 针对此次事故期间共箱母线周围控制电缆阻燃性能良好、防 火封堵严密,未引起其它电气设备损坏的实际,要求基建单位对在 建的工程及后续工程的动力电缆、 控制电缆的阻燃性继续按照国家标 准设计、采购、施工。 4. 严格定期清扫各电缆夹层的规定,保证电缆夹层内部清洁无 杂物。 5. 认真执行电气设备定期测温的规定,保证开关接口、电缆接 头处于有效监控之下(尤其是隐蔽工程),保证设备长期安全完好 可用。 共箱母线内部穿墙套管及绝缘套烧损部位图片 共箱母线修复后图片 两炉先后爆管,全厂停电抢修两炉先后爆管,全厂停电抢修 【简述】【简述】2003 年12 月 04日,某电厂 2号机组因水冷壁爆管停机 后,1 号机组又因末级过热器爆管停机,造成单机运行时发生全厂 对外停电。 【事故经过】【事故经过】 2003 年12 月04日早班,1 号、 2机组运行,负荷均 为 300MW。04 时 00 分,锅炉运行人员发现 2号炉炉膛右侧 32 米层处 声音异常,经确认为水冷壁爆管。 05时59 分,2号机组解列。 进行水 冷壁爆管处理,经抢修更换3 根短管。 12月 06日 19时18 分,2号机 组并网运行。 12 月 04 日 04 时 05 分,锅炉运行人员检查发现 1号炉膛左侧 60 米层人孔门处声音异常,经初步确认为过热器爆管。 04 日19时 32分, 1 号机组解列。 经检查为末级过热器第5排第 4、 5 根管和第6排第 4、 5 根管受损泄漏,立即进行抢修。 12月 07日 23时32 分,1号机组并网 运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 1 号炉高温过热器爆管抢修时,对更换下来的管子进行检查, 发现管子存在纵向裂纹(裂穿)长达 40mm。结合锅炉自投产以来由 于高温过热器后级钢 102 材质缺陷及异种钢焊口(TP347H +钢102) 缺陷多次发生爆漏,经金相检查分析本次末级过热器爆管系钢 102 材质缺陷引起的管子纵向裂穿,是造成此次事故的直接原因。 2. 2 号炉水冷壁爆管。对爆管换下来的水冷壁管子进行金相检 查和化学检测,向火面垢量为 219 克/米*米(标准为 300 克/米* 米),背火面为177 克/米*米,均未超标。 检查周围管子无大面积裂 纹、 胀粗超标等缺陷,推断管材本身存在缺陷,如砂眼等,是造成此 次事故的直接原因(但是也不排除因膨胀问题引起的机械拉裂)。 【防范措施】【防范措施】 1. 对处于热负荷区的水冷壁管进行割管取样检查并进行化学分 析。 2. 利用停炉机会对“四管”进行全面的测厚和宏观检查,并根 据检查情况进行部分管子的更换工作。 3. 利用停炉机会对低温再热器的防磨瓦进行检查、 恢复和完善。 4. 加强运行调整,防止超温,防止火焰偏斜,严格对运行参数 进行统计和考核。 缺少监控信号,主变升温喷油缺少监控信号,主变升温喷油 【简述】【简述】 2003年 12 月 08 日,某电厂2 号主变压器因冷却器全停、 油温过高,防爆器动作喷油,主变压器紧急停运。 【事故经过】【事故经过】 2003 年 12 月 08日 07时45,电厂检修人员发现 2号 主变地上油渍较多,释压器有少量喷油,立即汇报运行人员,运行 人员现场检查发现 2 号主变的冷却器全停,两个油温表分别为 96℃,100℃后,当班值长立即切换机组运行。07时52 分,1号机组 并网运行。 07 时 55 分,2 号机组解列。 同时,运行人员现场将2号主 变冷却器切换至“手动”后,冷却器风扇全部启动正常,主变油温 逐渐回落。 经过现场检查,考虑变压器各项试验数据正常,采取严密 监控措施。12月 08 日 22 时30 分,2号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 冷却器控制回路启动控制继电器带电励磁切除了冷却器工作 电源,是造成此次事故的直接原因。 2. 主变冷却器全停,引起主变油温异常上升,主变油温过高释 压器释压,是造成此次事故的间接原因。 3. 控制回路可靠性不高,设计原理存在缺陷,冷却器全停报警 信号与继电器 K 接点串接在一起,一旦发生继电器 K 励磁将会导致 所有信号无法发出,使值班人员未能及时发现故障,是造成此次事 故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 完善主变保护、 冷却器控制、 信号回路,将冷却器全停及油温 过高信号引入监控系统。完善监控系统相应的语音报警和光字信号。 2. 每半月定期取油样进行分析、检验,严密监视主变的油质。 3. 安排对主变进行内部检查,确定温度高对主变造成的损害。 4. 对主变保护特别是非电量保护进行一次系统的检查和完善, 及时将重要的运行参数和各类信号引入监控系统。 注油方式不对,主变绝缘受潮注油方式不对,主变绝缘受潮 【简述】【简述】2004 年04 月 05日,某电厂 8号主变压器检修后充电时 保护动作掉闸,检查发现主变内部故障,造成检修延期,未能按调 度规定的时间并网。 【事故经过】【事故经过】 2004 年03 月26日,8 号主变申请停电检修。 04 月05 日,检修、 试验完毕,恢复备用。 04月 05日 17时20 分,8号主变准 备投运,用安 228 开关对主变进行充电时,安 228 开关跳闸,出“8 号联变保护动作”“主变轻、 重瓦斯”、 “差动保护动作”信号。 就地 检查 8 号主变本体大盖底座螺栓有放电痕迹,主变吊罩后发现 8 号 主变 A 相高压线圈下部(靠中性点侧)5个饼有绝缘损伤、变形;故 障点在 A 相最下饼与静电板之间,在变压器上面对高压侧套管顺时 针旋转9 个条的位置,烧断一股线;A、 B相内低压线圈上端均向上轴 向偏移约 30mm;在 A 相线圈周围有绝缘纸屑;护屏压紧螺栓有一条 螺丝振掉。 经厂家在现场进行更换处理。 05月 03日 19时03 分,8号 机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 故障点电位低,局放试验不易发现,冲击合闸时,激磁涌流 大,磁通变化率很高,产生的较强的高次谐波在三相五柱式变压器 内容易形成很高的杂电压,导致匝间短路,是造成此次事故的直接 原因。 2. 该主变压器自投运后从未进行过吊罩,而且注油方式不规范 (长期未采用真空注油),对变压器有不利影响。 有可能造成局部绝 缘受潮,是造成此次事故的间接原因。 3. 高压A 相中性点有缺陷,是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1.加强技术监控和技术管理,对所有厂内变压器的运行状况, 油质分析进行排查,发现问题及时处理。 2. 对滤油设备、真空注油设备上放油管道进行检查维护。 A 相高压线圈图片 A 相高压线圈图片
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